JP2014228218A - 火力発電プラント及び火力発電プラントの運転方法。 - Google Patents

Abstract

【課題】最適な環境基準を満たしつつ、ボイラからの排ガスの排熱を有効利用して効率化が可能な火力発電プラントを提供する。【解決手段】排ガス系統１１と、給水系統４と、給水系統４に設けられる高圧給水加熱器１０と、給水系統４の高圧給水加熱器１０の二次側であって、ボイラ２からの燃焼ガスの余熱によって給水を昇温する主節炭器３６と、排ガス系統１１の主節炭器３６の二次側に設けられ、所要の温度以上の排ガスが供給される触媒式の脱硝装置１１と、給水系統４の高圧給水加熱器１０と主節炭器３６との間に設けられ、脱硝装置１１の二次側の排ガスによって水を昇温する副節炭器４０を備えることを特徴とする火力発電プラント１を採用する。【選択図】図１

Description

本発明は、火力発電プラント及び火力発電プラントの運転方法に関するものである。

図３は、非特許文献１に記載されている、一般的な火力発電プラントの構成の一例を示す系統図である。

図３に示すように、一般的な火力発電プラントは、ボイラ２と、蒸気系統３と、復水系統４４と、給水系統４と、を備えて概略構成されている。ボイラ２は、石炭や石油等の燃料を燃焼して燃焼ガス及び燃焼熱を発生させ、この燃焼熱により給水を加熱して蒸気を生成する。蒸気系統３は、複数の蒸気タービン５と、復水器６と、を備えている。各蒸気タービン５は、ボイラ２が生成する蒸気によって駆動される。蒸気タービン５から排出された蒸気は、復水器６に入り、復水となる。復水器６の復水は、復水系統４４及び給水系統４を通じてボイラ２に戻される。この復水系統４４は、復水を供給するための復水ポンプ７、複数の熱交換器で構成される低圧給水加熱器８及び脱気器９を備えている。給水系統４は、ボイラ給水ポンプ４５及び複数の熱交換器で構成される高圧給水加熱器１０を備えている。

また、図４は、図３中に示す領域Ｐの拡大図であって、一般的な火力発電プラントの一例として、従来の石炭火力発電プラントのボイラ周辺の構成の拡大図を示している。図４に示すように、従来の石炭火力発電プラント１０１は、ボイラ１０２と、蒸気系統１０３と、給水系統１０４と、排ガス系統１１１と、一次空気系統１１２と、二次空気系統１１３と、を備えている。

排ガス系統１１１は、触媒式の脱硝装置１１４、再生式の空気予熱器１１５、集塵装置１１６、誘引通風機１１７、脱硫装置１１８及び煙突１１９を備えている。この排ガス系統１１１は、ボイラ１０２から排出された燃焼ガスを排ガスとして煙突１１９まで導く煙道である。ボイラ１０２から排出された排ガスは、脱硝装置１１４を通過した後、再生式の空気予熱器１１５に送られる。この空気予熱器１１５に送られた排ガスは、一次空気系統１１２の微粉炭搬送用空気（以下「一次空気」という）及び二次空気系統１１３の燃焼用空気（以下「二次空気」という）と熱交換された後、集じん装置１１６、誘引通風機１１７及び脱硫装置１１８を通過して煙突１１９より大気に排出される。

一次空気系統１１２は、一次通風機１２０、熱空気ダンパ１２１、空気予熱器１１５をバイパスするバイパス経路１２２、このバイパス経路１２２に設けられた冷空気ダンパ１２３及び微粉炭機１２４を備えている。一次空気は、熱空気ダンパ１２１及び冷空気ダンパ１２３の開度をそれぞれ調整することによって、空気予熱器１１５においてボイラ１０２の排ガスとの熱交換によって加熱された熱空気と、空気予熱器１１５をバイパスするバイパス経路１２２からの冷空気とが混合される。これにより、一次空気は、微粉炭の搬送に必要な空気量と、微粉炭機１２４の入口において必要な温度に調整された後、微粉炭機１２４に導入される。微粉炭機１２４に導入された一次空気は、その保有熱により微粉炭中の水分を蒸発させ、乾燥した微粉炭をボイラ１０２に設置された微粉炭バーナまで搬送して燃焼させる。図中には記載していないが、燃料である石炭は、微粉炭機１２４に供給され所定の粒度にまで微粉砕される。

二次空気系統１１３は、二次通風機１２５を備える。二次空気は、空気予熱器１１５に導入され、ボイラ１０２の排ガスとの熱交換によって加熱された後、微粉炭バーナ燃焼用空気および二段燃焼用空気としてボイラ１０２に導入される。

給水系統１０４は、脱気器１０９、ボイラ給水ポンプ１４５、高圧給水加熱器１１０及び節炭器１３６を備える。中圧蒸気タービン１０５Ｉと、脱気器１０９及び高圧給水加熱器１１０との間には、中圧蒸気タービン１０５Iからの抽気蒸気が流れる抽気系統１２９，１３０が設けられている。また、高圧蒸気タービン１０５Ｈと、高圧給水加熱器１１０との間には、高圧蒸気タービン１０５Ｈからの抽気蒸気が流れる抽気系統１３１，１３２が設けられている。さらに、ドレン配管１３３〜１３５は、高圧給水加熱器からのドレンが流れる配管である。

高圧給水加熱器１１０は、複数の熱交換器で構成されている。ここでは便宜上、脱気器１０９側に位置する熱交換器から順に高圧第一給水加熱器１２６，高圧第二給水加熱器１２７，高圧第三給水加熱器１２８と呼ぶ。高圧給水加熱器１１０で加熱された給水は、ボイラ１０２内の節炭器１３６へ送られる。

高圧給水加熱器１１０の各熱交換器は、中圧蒸気タービン１０５Ｉ及び高圧蒸気タービン１０５Ｈから抽気した蒸気により給水を加熱する。抽気系統１３０は高圧第一給水加熱器１２６へ抽気蒸気を送り、抽気系統１３１は高圧第二熱給水加熱器１２７へ抽気蒸気を送り、抽気系統１３２は高圧第三給水加熱器１２８へ抽気蒸気を送る。高圧第二及び高圧第三給水加熱器１２７，１２８へ送られた抽気蒸気は給水と熱交換を行った後、ドレンになる。このドレンは、ドレン配管１３５，１３４を通して第一熱交換器１２６へ送られる。高圧第一給水加熱器１２６では、高圧第二給水加熱器１２７からのドレン、及び抽気系統１３０から抽気された抽気蒸気を使用して給水を加熱する。そして、高圧第一給水加熱器１２６から排出されたドレンは、ドレン配管１３３を通して、脱気器１０９へ送られる。

蒸気系統１０３は、蒸発器１３７、過熱器１３８、高圧蒸気タービン１０５Ｈ、再熱器１３９及び中圧蒸気タービン１０５Ｉを備えている。給水系統１０４からボイラ１０２内の節炭器１３６に導入された給水は、蒸発器１３７及び過熱器１３８を通過して過熱蒸気となり、高圧蒸気タービン１０５Ｈに導入される。高圧蒸気タービン１０５Ｈの排気は再びボイラ１０２に導入され、再熱器１３９にて再度加熱された後、中圧蒸気タービン１０５Ｉに導入される。

ところで、従来から、再生再熱サイクルを有する火力発電プラントの高効率化が推し進められている（特許文献１を参照）。火力発電プラントの蒸気条件の高温・高圧化は、その効率向上に寄与する非常に重要かつ基本的な要因である。一般的に、発電効率を上げるためには、蒸気タービン入口の蒸気温度を上げるのが有効な手段である。現状において、発電用火力設備の材料として規格化された材料での蒸気条件の高温化は、６３０℃前後が限界と考えられている。それ以上の蒸気温度に対してはＦｅ−Ｎｉ基合金鋼やＮｉ基合金鋼等の適用が必要である。

しかしながら、これらの材料の適用に当たっては、製造性や材料特性などに多くの課題があり、現時点では次世代の高温材料として開発途上の段階にある。また、これらの材料は、現状の規格化された材料に比べて高価であり、実際のプラント建設においては経済性も課題となる。このため、これらの高温材料に頼らない火力発電プラントの高効率化が望まれていた。

また、図４に示すように、選択接触還元方式の脱硝装置を用いる場合には、脱硝装置１１４の入口１１４ａの排ガス温度が低いと、酸性硫安が析出して脱硝触媒の性能が低下するという問題がある。これを防止するために、脱硝装置１１４の入口１１４ａの排ガス温度は、酸性硫安が析出しない高い温度で運用する必要があった。すなわち、ボイラ排ガス温度を低減するために、節炭器１３６の伝熱面積を増加させて給水を加熱することは、脱硝装置１１４の入口ガス温度の低下による脱硝性能の早期低下を引き起こすため、節炭器１３６による排ガス温度の回収が充分に行えないという課題があった。

さらに、脱硝装置１１４を通過した後の排ガスは、再生式の空気予熱器１１５において一次空気および二次空気と熱交換されるが、空気予熱器１１５の温度効率には限界があるため、ボイラ排ガスの保有熱を十分に回収できないまま煙突から大気中に放出されるのが実情であった。

さらにまた、図４に示すように、従来の火力発電プラント１０１では、一次空気が、熱空気と冷空気との混合量を調整することで、微粉炭機１２４の入口において必要な温度に調整されていた。しかしながら、冷空気は空気予熱器１１５における排ガスとの熱交換に寄与しておらず、燃焼用空気（一次空気および二次空気）とボイラ排ガスとの間の熱交換が最大限効率的に行われていないという課題があった。

特開２００１−０８２１０９号公報

（社）火力原子力発電技術協会：タービン・発電機および熱交換器（ｐ．３６，図６）

本発明は、上記事情を鑑みてなされたものであり、最適な環境基準を満たしつつ、ボイラからの排ガスの排熱を有効利用して発電効率（発電端効率及び送電端効率を含む）の向上が可能な火力発電プラント及び火力発電プラントの運転方法を提供することを課題とする。

かかる課題を解決するため、本発明は以下の構成を採用した。
請求項１にかかる発明は、燃料が燃焼した熱により給水を昇温し蒸気を生成するボイラと、
前記ボイラから排出された前記燃料を燃焼した後の燃焼ガスを排ガスとして流す排ガス系統と、
前記ボイラに水を供給する給水系統と、
前記給水系統に設けられ、給水を抽気蒸気により昇温する給水加熱器と、
前記給水系統の前記給水加熱器の給水の二次側に設けられ、前記燃焼ガスの余熱によって給水を昇温する主節炭器と、
前記排ガス系統の前記主節炭器の排ガスの二次側に設けられ、所要の温度以上の前記排ガスが供給される触媒式の脱硝装置と、を備えた火力発電プラントであって、
前記給水系統の前記給水加熱器と前記主節炭器との間に設けられ、前記脱硝装置の二次側の排ガスによって給水を昇温する副節炭器を備えることを特徴とする火力発電プラントである。

請求項２にかかる発明は、前記脱硝装置の一次側の排ガスの温度が、酸性硫安が析出しない温度以上であることを特徴とする請求項１に記載の火力発電プラントである。

請求項３にかかる発明は、前記副節炭器が、当該副節炭器の二次側の排ガスの温度を調整する排ガス温度調整手段を有することを特徴とする請求項１又は２のいずれか一項に記載の火力発電プラントである。

請求項４にかかる発明は、前記排ガス温度調整手段は、前記排ガス系統の前記副節炭器の排ガスの一次側と二次側とにわたって設けられたガスダクトと、前記ガスダクトに設けられたガス量調整ダンパと、を有することを特徴とする請求項３に記載の火力発電プラントである。

請求項５にかかる発明は、前記排ガス温度調整手段が、前記給水系統の前記副節炭器の給水の一次側と二次側とにわたって設けられた給水配管と、前記給水配管に設けられた給水量調整弁と、を有することを特徴とする請求項３に記載の火力発電プラントである。

請求項６にかかる発明は、前記ボイラに空気を供給する空気系統と、
前記排ガス系統の前記副節炭器の排ガスの二次側に設けられ、当該副節炭器の二次側の排ガスによって前記空気系統の空気を昇温する空気予熱器と、
を備え、
前記空気予熱器の二次側の排ガスの温度が、所要の温度範囲であることを特徴とする請求項１乃至５のいずれか一項に記載の火力発電プラントである。

請求項７にかかる発明は、前記空気系統が、一次空気系統と、二次空気系統と、を有し、
前記一次空気系統には、前記空気予熱器の一次側の空気を昇温する昇温手段が設けられていることを特徴とする請求項６に記載の火力発電プラントである。

請求項８にかかる発明は、前記昇温手段が、蒸気により空気を加熱する蒸気式空気予熱器であることを特徴とする請求項７に記載の火力発電プラントである。

請求項９にかかる発明は、前記一次空気系統には、前記空気予熱器の二次側に微粉炭機が設けられていることを特徴とする請求項７又は８に記載の火力発電プラントである。

請求項１０にかかる発明は、ボイラから排出された燃焼ガスを排ガスとして流す排ガス系統と、
前記ボイラに水を供給する給水系統と、
前記ボイラに空気を供給する空気系統と、
前記排ガス系統に設けられ、所要の温度以上の前記排ガスが供給される触媒式の脱硝装置と、
前記脱硝装置の一次側に設けられた主節炭器と、
前記主節炭器の給水の一次側に設けられ、前記脱硝装置の二次側の排ガスによって給水を昇温する副節炭器と、
前記副節炭器の排ガスの二次側に設けられ、当該副節炭器の二次側の排ガスによって前記空気系統の空気を昇温する空気予熱器と、を備える火力発電プラントの運転方法であって、
前記排ガス系統の前記空気予熱器の二次側の排ガス温度が、所要の温度範囲となるように調整することを特徴とする火力発電プラントの運転方法である。

請求項１１にかかる発明は、前記排ガス系統の一部又は全部の前記排ガスを、前記副節炭器を通さずに前記空気予熱器に送ることを特徴とする請求項１０に記載の火力発電プラントの運転方法である。

請求項１２にかかる発明は、前記給水系統の一部又は全部の前記給水を、前記副節炭器を通さずに前記主節炭器に送ることを特徴とする請求項１０に記載の火力発電プラントの運転方法である。

本発明の火力発電プラントは、従来の節炭器（主節炭器）に加え、給水系統の高圧給水加熱器と主節炭器との間に副節炭器を備えており、脱硝装置を通過した後の排ガスからボイラ給水へ熱を回収することができるため、発電効率を向上させることができる。

本発明を適用した第１の実施形態である石炭火力発電プラントのボイラ周辺の構成の拡大図である。 本発明を適用した第２の実施形態である石炭火力発電プラントのボイラ周辺の構成の拡大図である。 一般的な火力発電プラントの構成の一例を示す系統図である。 図３中に示す領域Ｐの拡大図であって、従来の石炭火力発電プラントのボイラ周辺の構成の拡大図である。

以下、本発明を適用した火力発電プラントの一実施形態である石炭火力発電プラントについて、図面を参照して詳細に説明する。なお、以下の説明で用いる図面は、特徴をわかりやすくするために、便宜上特徴となる部分を拡大して示している場合があり、各構成要素の寸法比率などが実際と同じであるとは限らない。また、以下の説明において例示される構成、材料、寸法等は一例であって、本発明はそれらに必ずしも限定されるものではなく、その要旨を変更しない範囲で適宜変更して実施することが可能である。

＜第１の実施形態＞
図１は、本発明を適用した火力発電プラントの第１実施形態である石炭火力発電プラント（以下、単に「プラント」という）１のボイラ周辺を拡大した系統図である。但し、図１では、再生再熱サイクルに寄与する構成要素の配置状況を明確にするため、電気系統の各種配線等については記載を省略している。

先ず、本実施形態のプラント１の構成について説明する。図１に示すように、プラント１は、燃料を燃焼した熱により給水を昇温し蒸気を生成するボイラ２と、ボイラ２から排出された燃焼ガスを排ガスとして流す排ガス系統１１と、ボイラ２が生成する蒸気によって高圧蒸気タービン５Ｈ、中圧蒸気タービン５Ｉ及び低圧蒸気タービン（図示略）を駆動し、これらの蒸気タービンを駆動した後に復水器（図３中の符号６を参照）へ蒸気を供給する蒸気系統３と、復水器によって復水された水をボイラ２に供給する給水系統４と、給水系統４に設けられ、蒸気タービン５Ｈ，５Ｉから抽気した蒸気によって給水を昇温する高圧給水加熱器１０と、給水系統４の高圧給水加熱器１０の二次側であって、ボイラ２内に設けられ、当該ボイラ２内の燃焼ガスによって給水を昇温する主節炭器３６と、排ガス系統１１の主節炭器３６の排ガスの二次側に設けられ、所要の温度以上の排ガスが供給される触媒式の脱硝装置１４と、給水系統４の高圧給水加熱器１０と主節炭器３６との間に設けられ、脱硝装置１４の二次側の排ガスによって給水を昇温する副節炭器４０を備えて、概略構成されている。

排ガス系統１１は、図１に示すように、煙道１１Ａを有している。排ガス系統１１は、煙道１１Ａ内に、触媒式の脱硝装置１４及び副節炭器４０を備えており、煙道１１Ａの出口に再生式の空気予熱器１５を備えている。

また、煙道１１Ａは、副節炭器４０の排ガスの一次側（入口側、上流側）と二次側（出口側、下流側）とにわたって設けられたガスダクト４２と、このガスダクト４２に設けられたガス量調整ダンパ４３と、を有する。このガスダクト４２により、煙道１１Ａ内を流れる排ガスの一部又は全部を副節炭器４０に流すことなく空気予熱器１５に送る（すなわち、副節炭器４０をバイパスさせる）ことができる。また、ガス量調整ダンパ４３により、ガスダクト４２内にバイパスさせる排ガスの流量を制御することができる。なお、本実施形態のプラント１では、ガスダクト４２とガス量調整ダンパ４３とが排ガス温度調整手段を構成する。

さらに、排ガス系統１１は、空気予熱器１５の二次側（後段）に、集塵装置１６、誘引通風機１７、脱硫装置１８及び煙突１９を備えている。この排ガス系統１１は、ボイラ２から排出された燃焼ガスを排ガスとして煙突１９まで導く煙道である。

ボイラ２から排出された排ガスは、脱硝装置１４を通過した後、副節炭器４０に送られる。この副節炭器４０に送られた排ガスは、給水系統４の高圧給水加熱器１０の二次側の給水と熱交換された後、再生式の空気予熱器１５に送られる。この空気予熱器１５に送られた排ガスは、一次空気系統１２の微粉炭搬送用空気（以下「一次空気」という）及び二次空気系統１３の燃焼用空気（以下「二次空気」という）と熱交換された後、集じん装置１６、脱硫装置１８を通過して煙突１９より大気に排出される。

一次空気系統１２は、一次通風機２０、蒸気式の空気予熱器４１及び微粉炭機２４を備えている。一次空気は、全て空気予熱器１５に送られる。この空気予熱器１５に送られた一次空気は、ボイラ２の排ガスとの熱交換によって加熱される。これにより、一次空気は、微粉炭機２４の入口において必要な温度に調整された後、微粉炭機２４に導入される。微粉炭機２４に導入された一次空気は、その保有熱により微粉炭中の水分を蒸発させ、乾燥した微粉炭をボイラ２に設置された微粉炭バーナまで搬送して燃焼させる。図中に記載していないが、燃料である石炭は、微粉炭機２４に供給され所定の粒度にまで微粉砕される。なお、微粉炭機２４に送られる空気予熱器１５を通過した後の一次空気の温度が低い場合は、一次通風機２０と空気予熱器１５との間の風道に設置された蒸気式の空気予熱器４１によってあらかじめ一次空気を加熱する。

二次空気系統１３は、二次通風機２５を備える。二次空気は、全て空気予熱器１５に導入され、ボイラ２の排ガスとの熱交換によって加熱された後、微粉炭バーナ燃焼用空気および二段燃焼用空気としてボイラ２に導入される。

給水系統４は、脱気器９、ボイラ給水ポンプ４５、高圧給水加熱器１０、副節炭器４０及び主節炭器３６を備える。中圧蒸気タービン５Ｉと、脱気器９及び高圧給水加熱器１０との間には、中圧蒸気タービン５Ｉからの抽気蒸気が流れる抽気系統２９，３０が設けられている。また、高圧蒸気タービン５Ｈと、高圧給水加熱器１０との間には、高圧蒸気タービン５Ｈからの抽気蒸気が流れる抽気系統３１が設けられている。さらに、ドレン配管３３，３４は、高圧給水加熱器からのドレンが流れる配管である。

高圧給水加熱器１０は、複数の熱交換器で構成されている。ここでは便宜上、脱気器９側に位置する熱交換器から順に高圧第一給水加熱器２６，高圧第二給水加熱器２７と呼ぶ。高圧給水加熱器１０で加熱された給水は、煙道１１Ａ内の副節炭器４０へ送られる。

高圧給水加熱器１０の各熱交換器は、中圧蒸気タービン５Ｉ及び高圧蒸気タービン５Ｈから抽気した蒸気により給水を加熱する。抽気系統３０は高圧第一給水加熱器２６へ抽気蒸気を送り、抽気系統３１は高圧第二給水加熱器２７へ抽気蒸気を送る。高圧第二給水加熱器２７へ送られた抽気蒸気は給水と熱交換を行った後、ドレンになる。このドレンは、ドレン配管３４を通して高圧第一給水加熱器２６へ送られる。高圧第一給水加熱器２６では、高圧第二給水加熱器２７からのドレン、及び抽気系統３０から抽気された抽気蒸気を使用して給水を加熱する。そして、高圧第一給水加熱器２６から排出されたドレンは、ドレン配管３３を通して、脱気器９へ送られる。

蒸気系統３は、蒸発器３７、過熱器３８、高圧蒸気タービン５Ｈ、再熱器３９及び中圧蒸気タービン５Ｉを備えている。給水系統４からボイラ２内の主節炭器３６に導入された給水は、蒸発器３７及び過熱器３８を通過して過熱蒸気となり、高圧蒸気タービン５Ｈに導入される。高圧蒸気タービン５Ｈの排気は再びボイラ２に導入され、再熱器３９にて再度加熱された後、中圧蒸気タービン５Ｉに導入される。

本実施形態のプラント１は、選択接触還元方式の脱硝装置１４を用いている。ここで、脱硝装置１４の入口１４ａの排ガス温度が低いと、酸性硫安が析出して脱硝触媒の性能が低下するという問題がある。これを防止するために、従来の石炭火力発電プラント１０１では、脱硝装置１４の入口１４ａの排ガス温度は、酸性硫安が析出しない高い温度（一般的には、およそ３００℃以上）で運用している。したがって、本実施形態においても、脱硝装置１４の入口１４ａの排ガス温度（一次側の排ガスの温度）を従来の火力発電プラント１０１と同等の温度に維持することで、酸性硫安が析出して脱硝触媒の性能が低下することを防止することができる。

ところで、図４に示すように、従来の石炭火力発電プラント１０１では、脱硝装置１１４の入口ガス温度の低下による脱硝性能の早期低下を抑制するために入口１１４ａの排ガス温度を酸性硫安が析出しない高い温度に維持すると、節炭器１３６において排ガス温度の回収が充分に行えないという課題があった。また、脱硝装置１１４を通過した後の排ガスは、再生式の空気予熱器１１５において一次空気および二次空気と熱交換されるが、空気予熱器１１５の温度効率には限界があるため、ボイラ排ガスの保有熱を給水に十分に回収できないまま煙突から排出していた。さらに、空気予熱器１１５の下流において熱回収をしようとした場合、熱交換器の伝熱面積が増加して装置が大型化してしまうという問題があった。

これに対して、本実施形態のプラント１によれば、図１に示すように、脱硝装置１４の上流（一次側）に設置される主節炭器３６に加えて、脱硝装置１４と空気予熱器１５との間の煙道１１Ａに副節炭器４０を設ける構成となっている。この副節炭器４０を設置することにより、脱硝装置１４を通過した後の排ガスからボイラ給水に熱回収できるため、従来の石炭火力発電プラント１０１と比較して空気予熱器１５の出口１５ｂ側（二次側）のガス温度を低減することができる。したがって、空気予熱器１５の出口１５ｂ側（二次側）のガス温度低減分の熱量をボイラ給水へ回収することにより、本実施形態のプラント１の発電効率が向上する。

ところで、図４に示すように、従来の石炭火力発電プラント１０１では、タービンプラント（水−蒸気）効率を向上させるため、高圧給水加熱器１１０が３段階の熱交換器から構成されていた。そして、高圧給水加熱器１１０の最終段である第三熱交換器１２８において高圧蒸気タービン１０５Ｈの中間段抽気により、例えば、２８０℃〜２９０℃程度まで昇温された後にボイラ１０２内の節炭器１３６へ給水されていた。

これに対して、本実施形態のプラント１によれば、図１に示すように、従来の高圧給水加熱器１１０における最終熱交換器である高圧第三給水加熱器１２８及び抽気系統１３２を非設置とし、高圧給水加熱器１０を高圧第一及び高圧第二給水加熱器２６，２７で構成する。これにより、第二熱交換器２７において高圧蒸気タービン５Ｈから再熱器３９への蒸気系統３からの抽気によって、例えば、２５０℃程度に加熱された給水は、副節炭器４０へと送られる。このように、高圧給水加熱器１０の二次側の給水温度を従来の火力発電プラント１０１の高圧給水加熱器１１０の最終段の二次側よりも低い温度とすることにより、排ガス側の低温端温度を低減することができるとともに、排ガスとボイラ給水との対数平均温度差を大きく取れるため、副節炭器４０の伝熱面積を低減することができる。

なお、高圧給水加熱器１０の最終段である高圧第二給水加熱器２７の出口側（二次側）の給水温度の低下に伴い、タービンプラント効率は低下する。一方、上記給水温度の上昇に伴い、副節炭器４０において排ガスからの熱の回収効率が低下し、必要伝熱面積が増大することから、機器寸法として実現困難なレベルとなる可能性がある。例えば、タービンプラント効率は、給水温度２５０℃程度では、最終給水加熱器の出口側（二次側）の給水温度が２８０〜２９０℃の場合と比べ０．５〜０．６％（相対値）低下となる。また、副節炭器の伝熱面積は、給水温度２５０℃程度では、従来の火力発電プラント１０１の主節炭器の伝熱面積と比べ同等以下となる。したがって、上記給水温度は、タービンプラント効率の低下を最小限に抑えつつ、副節炭器４０における排ガスからの熱回収を効果的に行えるバランスを考慮して決定する必要がある。

本実施形態のプラント１によれば、図１に示すように、排ガス系統１１に空気予熱器１５を備えている。空気予熱器１５の出口１５ｂ側の排ガス温度が低くなると、排ガス成分中の硫黄分等による空気予熱器１５の低温腐食が促進されるおそれがある。したがって、空気予熱器１５の出口１５ｂ側（二次側）の排ガス温度は、所要の温度範囲に維持することが好ましい。空気予熱器１５の出口１５ｂ側の排ガスの温度を所定の温度範囲に維持すれば、硫黄分等の排ガス中成分による機器の低温腐食の促進を防止することができる。

ここで、所要の温度範囲とは、空気予熱器１５の低温端（排ガスの二次側）の低温腐食を防止する温度を下限とする。具体的には、例えば、図１中に示す空気予熱器１５がユングストローム型空気予熱器である場合、低温端エレメントの低温腐食を防止するため、低温端平均温度が技術文献（「火力原子力発電必携（第７版）」社団法人 火力原子力発電技術協会、ｐ１６７中に示す図を参照）に示される推奨値以上とるように制御する。なお、低温端平均温度とは、上記技術文献中にも記載されているが、空気予熱器の排ガスの二次側温度と空気の一次側温度との算術平均である。また、低温端平均温度の推奨値は、燃料中の硫黄分により変動する。したがって、空気予熱器の排ガスの二次側温度の下限は、上記技術文献中に示される図を用い、燃料中の硫黄分に対する低温端平均温度推奨値と、空気予熱器の空気の一次側温度より算出される。

例えば、使用する燃料を、燃料中硫黄分が１．０％の石炭と仮定すると、上述の技術文献中に記される図より、低温端平均温度推奨値は６６℃以上である。ここに、空気予熱器の空気の一次側温度が４０℃である場合、空気予熱器の排ガスの二次側温度は、下式に示すように、９２℃が下限となる。
（排ガスの二次側温度）＝２×（低温端平均温度推奨値）−（空気の一次側温度）
＝２×６６℃−４０℃
＝９２℃

次に、上述した本実施形態のプラント１において、排ガス系統１１の空気予熱器１５の二次側の排ガス温度が、所要の温度範囲となるように制御するための方法を説明する。

本実施形態のプラント１において、部分負荷運転、石炭炭種の変更、大気温度の変動等の影響により、空気予熱器１５の出口１５ｂ側（二次側）の排ガス温度が低くなる場合は、先ず、副節炭器４０をバイパスするガスダクト４２に排ガスを導入して、一部または全部の排ガスについて副節炭器４０をバイパスさせる。これにより、副節炭器４０における熱交換量を減少させることができるため、空気予熱器１５の入口１５ａ及び出口１５ｂの排ガス温度を上昇させることができる。

次に、一次空気系統１２において、空気予熱器１５を通過した後の一次空気の温度が、微粉炭機２４内で石炭を乾燥させる温度として不足する場合、一次通風機２０と空気予熱器１５との間の風道に設置した蒸気式の空気予熱器４１によって空気予熱器１５の一次側（入口側）の一次空気を加熱して、空気予熱器１５を通過した後の一次空気温度を上昇させる。

また、部分負荷運転、石炭炭種の変更、大気温度の変動等の影響により、空気予熱器１５の入口１５ａの排ガス温度が低くなり、蒸気式の空気予熱器４１による加温を行っても空気予熱器１５での熱交換後の一次空気の温度が必要な温度に達しない（加温できない）場合は、上述した副節炭器４０をバイパスするガスダクト４２及びガス量調整ダンパ４３を併用する。これにより、空気予熱器１５の入口１５ａ側の排ガス温度を上昇させることができ、一次空気系統１２において空気予熱器１５の出口側における一次空気温度を上昇させる。

本実施形態のプラント１の運転方法によれば、排ガス系統１１の空気予熱器１５の二次側の排ガス温度が、所要の温度範囲となるように制御するため、最適な環境基準を満たしつつ、ボイラからの排ガスの排熱を有効利用して効率化を図ることができる。

以上説明したように、本実施形態のプラント１によれば、脱硝装置１４と空気予熱器１５との間の煙道１１Ａに副節炭器４０を設置することにより、脱硝装置１４の入口１４ａ側の排ガス温度を酸性硫安が発生しない温度に保って脱硝触媒の性能低下を抑制しつつ、脱硝装置１４の二次側の高温の排ガスとボイラ給水との間の効率的な熱交換を行うことができる。

また、本実施形態のプラント１では、従来の石炭火力発電プラント１０１における、高圧蒸気タービン１０５Ｈの中間段の抽気により、約２８５℃まで加熱する高圧第三給水加熱器１２８（高圧給水加熱器１１０）を非設置とする。これにより、高圧給水加熱器１０の最終段の高圧第二給水加熱器２７の二次側の給水温度を約２５０℃に下げることができるため、排ガス側の低温端温度の低減を可能とするとともに、排ガスとボイラ給水との対数平均温度差を大きく取ることができる。したがって、副節炭器４０の伝熱面積を低減して、主節炭器３６と同等の伝熱面積レベルとすることが可能となる。

さらに、本実施形態のプラント１によれば、副節炭器４０の設置により、ボイラからの排ガス排熱を主給水系統に回収することができるため、従来の石炭火力発電プラント１０１と比較して発電効率を向上することができる。

更にまた、本実施形態のプラント１によれば、従来の石炭火力発電プラント１０１における、高圧蒸気タービン１０５Ｈの中間段の抽気により、約２８５℃まで加熱する高圧第三給水加熱器１２８（高圧給水加熱器１１０）を非設置とするため、高圧蒸気タービン５Ｈの中間段抽気量分の主蒸気流量を低減することができる。したがって、主給水管〜主節炭器〜蒸発器〜過熱器〜主蒸気管〜高圧蒸気タービンまでの設備を小型化できるため、建設費の削減が可能となる。また、当該抽気管１３２および高圧第三給水加熱器１２８分の建設費を削減することができる。

また、本実施形態のプラント１によれば、従来の石炭火力発電プラント１０１と比較して、空気予熱器１５の出口１５ｂ側（二次側）のガス温度が低減されるため、実ガスボリュームが収縮して誘引通風機１７の動力の低減及び後流機器の小型化が可能となり、建設費を削減することができる。

さらに、本実施形態のプラント１によれば、一次空気温度を昇温する昇温手段（蒸気式の空気予熱器４１）を有するため、一次空気全量について空気予熱器１５を通過させることができ、ボイラ排ガスから燃焼用空気への熱交換を効率的に行うことができる。

＜第２の実施形態＞
次に、本発明を適用した第２の実施形態について説明する。本実施形態では、第１の実施形態のプラント１及びプラント１の運転方法とは異なる構成となっている。このため、図２を用いて本実施形態の火力発電プラント及び火力発電プラントの運転方法について説明する。したがって、本実施形態の火力発電プラント及び火力発電プラントの運転方法については、第１の実施形態と同一の構成部分については同じ符号を付すると共に説明を省略する。

本実施形態の石炭火力発電プラント５１は、図２に示すように、第１実施形態のプラント１における排ガス温度調整手段を構成するガスダクト４２及びガス量調整ダンパ４３（図１を参照）に換えて、給水配管５２と、給水量調整弁５３とを排ガス温度調整手段として加えた構成となっている。

具体的には、図２に示すように、給水系統４は、副節炭器４０の一次側（入口側、上流側）と二次側（出口側、下流側）とにわたって設けられた給水配管５２と、この給水配管５２に設けられた給水量調整弁５３と、を有する。この給水配管５２により、給水系統４を流れる給水の一部又は全部を副節炭器４０に流すことなく主節炭器３６に送る（すなわち、バイパスさせる）ことができる。また、給水量調整弁５３により、給水配管５２内にバイパスさせる給水の流量を制御することができる。なお、本実施形態の石炭火力発電プラント５１では、給水配管５２と給水量調整弁５３とによって排ガス温度調整手段が構成されている。

次に、上述した本実施形態の石炭火力発電プラント５１において、排ガス系統１１の空気予熱器１５の二次側の排ガス温度を所要の温度範囲となるように制御するための方法を説明する。

本実施形態の石炭火力発電プラント５１において、部分負荷運転、石炭炭種の変更、大気温度の変動等の影響により、空気予熱器１５の出口１５ｂ側（二次側）の排ガス温度が低くなる場合は、先ず、副節炭器４０をバイパスする給水配管５２に給水を導入して、給水量調整弁５３によって一部または全部の給水について副節炭器４０をバイパスさせる。これにより、副節炭器４０における熱交換量を減少させることができるため、空気予熱器１５の入口１５ａ及び出口１５ｂの排ガス温度を上昇させることができる。

また、部分負荷運転、石炭炭種の変更、大気温度の変動等の影響により、空気予熱器１５の入口１５ａの排ガス温度が低くなり、蒸気式の空気予熱器４１による加温を行っても空気予熱器１５での熱交換後の一次空気の温度が必要な温度に達しない（加温できない）場合は、上述した副節炭器４０をバイパスする給水配管５２及び給水量調整弁５３を併用する。これにより、空気予熱器１５の入口１５ａ側の排ガス温度を上昇させることができるため、一次空気系統１２において空気予熱器１５の出口側における一次空気温度を上昇させる。

以上説明したように、本実施形態の石炭火力発電プラント５１によれば、第１実施形態のプラント１と同様の効果が得られる。

なお、本発明の技術範囲は上記実施の形態に限定されるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲において種々の変更を加えることが可能である。上記実施形態のプラント１では、図１に示すように、高圧給水加熱器１０の熱交換器を２段構成としたが、これに限定されるものではない。高圧給水加熱器１０は、最終段の熱交換器の二次側の給水の温度が所要の温度となるように構成すればよい。

また、図３に示すように、低圧給水加熱器８の熱交換器の段数構成も適宜選択してもよい。

なお、上記実施形態の説明において記載された温度は、あくまでも一例であり、本発明はこれらに限定されるものではない。本発明は、プラントの構成及び運転状況が変動する場合には、適宜最適な温度を選択することができる。

以下に、具体的な実施例を示す。
６０万ｋＷの石炭火力発電プラントを想定したシミュレーションを行い、送電端効率の向上効果を確認した。

（比較例１）
先ず、比較例として、図４に示す従来の石炭火力発電プラント１０１について、運転条件を示す。
従来の石炭火力発電プラント１０１では、高圧蒸気タービン１０５Ｈに供給される主蒸気流量は、定格出力運転時において約１，５６０ｔ／ｈであった。
また、高圧蒸気タービン１０５Ｈの中間段に設けられた抽気系統１３２から高圧第三給水加熱器１２８への抽気量は、約１１０ｔ／ｈであった。
上記抽気により、給水系統１０４の高圧第三給水加熱器１２８の出口側（二次側）での給水温度は、約２８５℃であった。高圧第三給水加熱器１２８によって加熱された給水は、節炭器１３６に供給された。
排ガス系統１１１の脱硝装置１１４の一次側１１４ａ（入口側）の排ガス温度は、約３６０℃であった。
一方、排ガス系統１１１の空気予熱器１１５の二次側（出口側）の排ガス温度は、約１４０℃であった。
さらに、排ガス系統１１１の誘引通風機１１７の動力は、約７，２００ｋＷであった。

（実施例１）
次に、本発明の実施例として、図１に示す石炭火力発電プラント１について、運転条件を示す。なお、石炭火力発電プラント１は、従来の石炭火力発電プラント１０１における高圧第三給水加熱器１２８及び抽気系統１３２を非設置とし、従来の石炭火力発電プラント１０１の構成にはない副節炭器４０を備えている。
本発明の石炭火力発電プラント１では、高圧蒸気タービン５Ｈに供給される主蒸気量が、定格出力運転時において約１，４５０ｔ／ｈであった。これは、高圧蒸気タービン１０５Ｈの中間段に設けられた抽気系統１３２から高圧第三給水加熱器１２８への抽気量である約１１０ｔ／ｈの蒸気量を低減したことによる。
また、給水系統３の高圧給水加熱器１０の最終段である高圧第二給水加熱器２７の出口側（二次側）での給水温度は、約２５０℃であり、上述の比較例１と比較して約３５℃減少した。高圧第二給水加熱器２７によって加熱された給水は、副節炭器４０に供給された。
排ガス系統１１における脱硝装置１４の一次側１４ａ（入口側）の排ガス温度は、上述の比較例１と同様に約３６０℃であった。
一方、排ガス系統１１における空気予熱器１５の二次側（出口側）の排ガス温度は、約１１０℃であり、上述の比較例１と比較して約３０℃減少した。
さらに、排ガス系統１１の誘引通風機１７の動力は、約６，７００ｋＷであり、上述の比較例１と比較して約５００ｋＷ減少した。これは、排ガス系統１１に流れる排ガス温度の低下により、体積が減少したことによる。

（検証結果１）
上記比較例１及び上記実施例１の石炭火力発電プラントの効率のシミュレーション結果を、下表１に示す。

表１に示すように、実施例１の石炭火力発電プラント１において、空気予熱器１５の二次側（出口側）の排ガス温度を１１０℃に下げる（すなわち、副節炭器４０を設置することによって排ガスの熱を給水側に回収する）ことにより、ボイラ効率が８９．０％（比較例１）から９０．４％（実施例１）に、約１．４％向上することを確認した。

これに対して、実施例１の石炭火力発電プラント１において、第三熱交換器１２８及び抽気系統１３２を非設置とし、高圧給水加熱器１０の最終段の熱交換器２７の出口側の給水温度を約２５０℃に低下させたため、タービンプラント効率（水−蒸気効率）は、４９．０％（比較例１）から４８．７％（実施例１）に低下することを確認した。

ここで、発電端効率は、[ボイラ効率×タービンプラント効率×（１００−プラントロス）÷１００００]で算出する。したがって、発電端効率は、４３．０％（比較例１）から４３．４％（実施例１）に、全体で約０．４％向上できることを確認した。

また、所内率は、空気予熱器１５の二次側（出口側）の排ガス温度を１１０℃に下げることによって排ガスの体積が減少するため、５．５％（比較例１）から５．４％（実施例１）に、約０．１％改善されることを確認した。

以上より、送電端効率は、４０．６％（比較例１）から４１．１％（実施例１）に、絶対値で約０．５％、相対値で約１．１％も向上することを確認した。
ここで、送電端効率は、[発電端効率×（１００−所内率）÷１００]で算出する。

（効果比較２）
上記実施例１の石炭火力発電プラント１は、上記比較例１の石炭火力発電プラント１０１と比較して発電端効率及び送電端効率が向上することに加え、プラント建設の際のコスト低減の効果も得られる。
先ず、想定している６０万ＫＷの石炭火力発電プラント設備の場合、定格出力運転時において必要な蒸気量を１５６０ｔ／ｈ（比較例１）から１４５０ｔ／ｈ（実施例１）に減らすことができる。具体的には、比較例１の石炭火力発電プラント１０１では、高圧蒸気タービン１０５Ｈから高圧第三給水加熱器１２８に１１０ｔ／ｈ抽気していたが、その分の蒸気量が低減可能である。

したがって、従来の石炭火力発電プラント１０１と比較して、約７％の蒸気量が低減される為、主給水管〜副節炭器〜主節炭器〜蒸発器〜過熱器〜主蒸気管〜高圧蒸気タービン入口までの配管の材料費を低減することが可能となる。

特に、ボイラ２内の過熱器３８及び過熱器３８と高圧蒸気タービン５Ｈの間の蒸気系統３には、高価な合金鋼を使用しているが、その使用量も低減することができる。一方で、実施例１の石炭火力発電プラント１では副節炭器４０を追加することになるが、副節炭器４０の伝熱部分は高い温度ではないため、設置コストの上昇分は限定的である。したがって、本発明によれば、特に高級な材料部分の使用量を低減できるため、プラント建設コストを効果的に低減することができる。

また、実施例１の石炭火力発電プラント１によれば、排ガス系統１１の空気予熱器１５の二次側（出口側）の排ガス温度を約１１０℃に下げるため、上述の比較例１と比較して排ガスの体積が減少する。このため、誘引通風機１７の動力低減が可能であるとともに、排ガス系統１１に設置する機器の小型化が可能であるため、プラント建設コストを低減することができる。

以上説明したように、従来の火力発電プラントでは、現状の規格化された材料での蒸気条件の向上は限界に近い状況にある。蒸気温度６００℃級のプラントにおいては、蒸気温度を１０℃上げたとしても、発電効率の向上値は相対値で０．２％程度に留まるが、高温化に伴う材料強度の低下を補う為、厚肉化等の対応を要し、プラント建設コストの上昇を招いてしまうのが実情であった。

これに対して、実施例１の石炭火力発電プラント１によれば、脱硝装置１４の二次側に新たに排ガスの熱を給水に回収するための副熱交換器４０を設けることにより、蒸気温度を上げることなく全体の発電効率の向上が可能であるとともに、発電プラントの建設コストを低減することができることが確認された。

１，５１ 石炭火力発電プラント（火力発電プラント、プラント）
２ ボイラ
３ 蒸気系統
４ 給水系統
５ 蒸気タービン
５Ｈ 高圧蒸気タービン
５I 中圧蒸気タービン
６ 復水器
７ 復水ポンプ
８ 低圧給水加熱器
９ 脱気器
１０ 高圧給水加熱器
１１ 排ガス系統
１１Ａ 煙道
１２ 一次空気系統（空気系統）
１３ 二次空気系統（空気系統）
１４ 脱硝装置
１５ 空気予熱器
１８ 脱硫装置
２４ 微粉炭機
２６ 高圧第一給水加熱器
２７ 高圧第二給水加熱器
３６ 主節炭器
４０ 副節炭器
４１ 蒸気式空気予熱器（昇温手段）
４２ ガスダクト（排ガス温度調整手段）
４３ ガス量調整ダンパ（排ガス温度調整手段）
５２ 給水配管（排ガス温度調整手段）
５３ 給水量調整弁（排ガス温度調整手段）
１２８ 第三熱交換器
１３２ 抽気系統

請求項１０にかかる発明は、ボイラから排出された燃焼ガスを排ガスとして流す排ガス系統と、
前記ボイラに水を供給する給水系統と、
前記給水系統に設けられ、給水を抽気蒸気により昇温する給水加熱器と、
前記ボイラに空気を供給する空気系統と、
前記給水系統の前記給水加熱器の給水の二次側に設けられ、前記燃焼ガスの余熱によって給水を昇温する主節炭器と、
前記排ガス系統の前記主節炭器の排ガスの二次側に設けられ、所要の温度以上の前記排ガスが供給される触媒式の脱硝装置と、
前記給水系統の前記給水加熱器と前記主節炭器との間に設けられ、前記脱硝装置の二次側の排ガスによって給水を昇温する副節炭器と、
前記副節炭器の排ガスの二次側に設けられ、当該副節炭器の二次側の排ガスによって前記空気系統の空気を昇温する空気予熱器と、を備える火力発電プラントの運転方法であって、
前記排ガス系統の前記空気予熱器の二次側の排ガス温度が、所要の温度範囲となるように調整することを特徴とする火力発電プラントの運転方法である。

Claims (12)

1. 燃料が燃焼した熱により給水を昇温し蒸気を生成するボイラと、
   前記ボイラから排出された前記燃料を燃焼した後の燃焼ガスを排ガスとして流す排ガス系統と、
   前記ボイラに水を供給する給水系統と、
   前記給水系統に設けられ、給水を抽気蒸気により昇温する給水加熱器と、
   前記給水系統の前記給水加熱器の給水の二次側に設けられ、前記燃焼ガスの余熱によって給水を昇温する主節炭器と、
   前記排ガス系統の前記主節炭器の排ガスの二次側に設けられ、所要の温度以上の前記排ガスが供給される触媒式の脱硝装置と、を備えた火力発電プラントであって、
   前記給水系統の前記給水加熱器と前記主節炭器との間に設けられ、前記脱硝装置の二次側の排ガスによって給水を昇温する副節炭器を備えることを特徴とする火力発電プラント。
2. 前記脱硝装置の一次側の排ガスの温度が、酸性硫安が析出しない温度以上であることを特徴とする請求項１に記載の火力発電プラント。
3. 前記副節炭器が、当該副節炭器の二次側の排ガスの温度を調整する排ガス温度調整手段を有することを特徴とする請求項１又は２のいずれか一項に記載の火力発電プラント。
4. 前記排ガス温度調整手段は、前記排ガス系統の前記副節炭器の排ガスの一次側と二次側とにわたって設けられたガスダクトと、前記ガスダクトに設けられたガス量調整ダンパと、を有することを特徴とする請求項３に記載の火力発電プラント。
5. 前記排ガス温度調整手段が、前記給水系統の前記副節炭器の給水の一次側と二次側とにわたって設けられた給水配管と、前記給水配管に設けられた給水量調整弁と、を有することを特徴とする請求項３に記載の火力発電プラント。
6. 前記ボイラに空気を供給する空気系統と、
   前記排ガス系統の前記副節炭器の排ガスの二次側に設けられ、当該副節炭器の二次側の排ガスによって前記空気系統の空気を昇温する空気予熱器と、
   を備え、
   前記空気予熱器の二次側の排ガスの温度が、所要の温度範囲であることを特徴とする請求項１乃至５のいずれか一項に記載の火力発電プラント。
7. 前記空気系統が、一次空気系統と、二次空気系統と、を有し、
   前記一次空気系統には、前記空気予熱器の一次側の空気を昇温する昇温手段が設けられていることを特徴とする請求項６に記載の火力発電プラント。
8. 前記昇温手段が、蒸気により空気を加熱する蒸気式空気予熱器であることを特徴とする請求項７に記載の火力発電プラント。
9. 前記一次空気系統には、前記空気予熱器の二次側に微粉炭機が設けられていることを特徴とする請求項７又は８に記載の火力発電プラント。
10. ボイラから排出された燃焼ガスを排ガスとして流す排ガス系統と、
    前記ボイラに水を供給する給水系統と、
    前記ボイラに空気を供給する空気系統と、
    前記排ガス系統に設けられ、所要の温度以上の前記排ガスが供給される触媒式の脱硝装置と、
    前記脱硝装置の一次側に設けられた主節炭器と、
    前記主節炭器の給水の一次側に設けられ、前記脱硝装置の二次側の排ガスによって給水を昇温する副節炭器と、
    前記副節炭器の排ガスの二次側に設けられ、当該副節炭器の二次側の排ガスによって前記空気系統の空気を昇温する空気予熱器と、を備える火力発電プラントの運転方法であって、
    前記排ガス系統の前記空気予熱器の二次側の排ガス温度が、所要の温度範囲となるように調整することを特徴とする火力発電プラントの運転方法。
11. 前記排ガス系統の一部又は全部の前記排ガスを、前記副節炭器を通さずに前記空気予熱器に送ることを特徴とする請求項１０に記載の火力発電プラントの運転方法。
12. 前記給水系統の一部又は全部の前記給水を、前記副節炭器を通さずに前記主節炭器に送ることを特徴とする請求項１０に記載の火力発電プラントの運転方法。

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